CfD, Contracts for Difference · Woordenlijst

Een CfD, kort voor Contract for Difference, is in het Duits een Differenzvertrag (verschilcontract). Hij vergelijkt de opbrengsten uit elektriciteitsproductie achteraf met een vooraf overeengekomen prijs. In het elektriciteitssysteem duidt de term meestal een steun- of afdekkingsinstrument aan. De exploitant van de installatie verkoopt zijn stroom nog steeds op de markt. Daarna wordt afgerekend in hoeverre een referentieprijs afwijkt van de overeengekomen prijs. Ligt de referentieprijs lager, dan ontvangt de exploitant een compenserende betaling. Ligt hij hoger, dan betaalt de exploitant bij een tweezijdige CfD het verschil geheel of gedeeltelijk terug. Deze tweezijdige vorm beperkt het opbrengstrisico van de exploitant. Ze beperkt echter ook extra opbrengsten wanneer de marktprijzen hoog zijn. Het EU-recht definieert de tweezijdige CfD sinds 2024 uitdrukkelijk. Bedoeld is een contract tussen de exploitant van een productie-installatie en een tegenpartij, meestal een overheidsinstelling. Het contract voorziet in een beschermde minimumvergoeding en beperkt tegelijkertijd buitensporige vergoedingen.

De centrale grootheid is een prijs per geproduceerde hoeveelheid energie, meestal in euro per megawattuur (Duitsland: cent per kilowattuur). Deze overeengekomen prijs heet uitoefenprijs of strike price. In het Duitse aanbestedingsrecht heet hij Zuschlagswert, respectievelijk anzulegender Wert. Hij is niet identiek aan de investeringskosten van een installatie. Bij een concurrerende toewijzing is hij de opbrengst per megawattuur waarmee een bieder de installatie volgens zijn aannames kan financieren en exploiteren. Daartegenover staat een referentieprijs. Die wordt afgeleid van een marktprijs, bijvoorbeeld de gemiddelde day-aheadprijs van een biedzone in een uur, een maand of een jaar. Het verschil tussen beide grootheden, vermenigvuldigd met de afgerekende hoeveelheid, levert de betaling op. Een vereenvoudigd voorbeeld: de uitoefenprijs bedraagt 60 euro/MWh, de referentieprijs van een maand 45 euro/MWh. Dan ontvangt de exploitant 15 euro per afgerekend megawattuur. Ligt de referentieprijs op 90 euro/MWh, dan betaalt hij bij volledige terugbetaling 30 euro per megawattuur terug.

Een CfD verandert de fysieke stroomstroom niet. De installatie voedt stroom in, het net transporteert die volgens de regels van het netbeheer, en de stroom wordt administratief via de elektriciteitsmarkt verhandeld. Het verschilcontract werkt uitsluitend aan de opbrengstenzijde. Het verdeelt prijsrisico's tussen de exploitant van de installatie en een tegenpartij. Dat kan de staat zijn, een steunverlenende instantie of een via heffingen gefinancierd mechanisme waarmee uiteindelijk elektriciteitsverbruikers of belastingbetalers worden belast. Daarom is de term vooral institutioneel van belang. Een CfD is noch een technische installatie, noch een marktprijs. Hij is een regel waarmee marktopbrengsten worden gecorrigeerd en risico's worden toegewezen.

Afbakening ten opzichte van terugleververgoeding, marktpremie en PPA

Van een klassieke terugleververgoeding verschilt een CfD vooral doordat de exploitant zijn stroom in de regel zelf of via een directe vermarkter op de markt verkoopt. Bij een vaste terugleververgoeding ontvangt de exploitant een gegarandeerd tarief per ingevoede kilowattuur, ongeacht de marktwaarde van de stroom. Een CfD laat de marktverkoop bestaan en rekent slechts het verschil met een overeengekomen waarde af.

Nauw verwant is de glijdende marktpremie, zoals de Duitse EEG die sinds 2014 als standaardregeling voor grotere installaties kent. Ook daar wordt het verschil tussen de aan te leggen waarde (anzulegender Wert) en een marktwaarde gecompenseerd. De marktpremie is echter eenzijdig. Ze vult aan wanneer de marktwaarde te laag is. Stijgt de marktwaarde boven de aan te leggen waarde, dan behoudt de exploitant de meeropbrengsten. Economisch komt dat overeen met een minimumprijs, dus een eenzijdige CfD. Bij een tweezijdige CfD komt de terugbetalingskant erbij: meeropbrengsten boven de overeengekomen waarde worden afgeroomd. Wanneer in het politieke debat over CfD wordt gesproken, is meestal deze symmetrische vorm bedoeld.

Ook een Power Purchase Agreement (PPA) moet worden afgebakend. Een PPA is een privaatrechtelijke contract voor stroomlevering of -afname tussen producent en afnemer, bijvoorbeeld een industrieel bedrijf. Het kan vaste prijzen of prijsformules bevatten en zo vergelijkbare risico's afdekken. Een CfD in energiepolitieke zin is daarentegen meestal een publiek georganiseerd instrument. Hij wordt via aanbestedingen toegewezen en heeft een staatsgebonden of gereguleerde tegenpartij. Beide instrumenten kunnen naast elkaar bestaan, maar dienen verschillende doelen. Een PPA organiseert inkoop en prijsafdekking tussen marktpartijen. Een CfD moet investeringen in bepaalde productiecapaciteit mogelijk maken en de steunkosten koppelen aan marktopbrengsten. Het EU-recht beschouwt beide als elkaar aanvullende instrumenten. Steunregelingen mogen de ontwikkeling van PPA's niet belemmeren.

Waarom CfD's relevant zijn voor het elektriciteitssysteem

Elektriciteitsproductie-installaties met hoge investeringskosten en lage variabele kosten zijn sterk afhankelijk van toekomstige elektriciteitsprijzen. Dat geldt vooral voor windenergie, fotovoltaïsche zonne-energie, stroomproductie uit rivierwater, kernenergie en andere koolstofarme technologieën. Bij deze installaties vallen de kosten vooral in het begin aan. De opbrengsten komen daarentegen gedurende vele jaren uit de stroomverkoop. Als de verwachte marktprijzen sterk schommelen, eisen kapitaalverschaffers hogere risicopremies. De financiering wordt duurder, ook al kan de productie zelf goedkoop zijn.

Een CfD verlaagt dit opbrengstrisico. Voor de exploitant worden de inkomsten over de looptijd van het contract beter te calculeren. Voor de publieke zijde kan dat de steunkosten beperken, omdat bij hoge marktprijzen terugbetalingen ontstaan. Het effect zit dus niet alleen in de betaling per megawattuur, maar ook in lagere financieringskosten. Als een project goedkoper te financieren is, daalt de toewijzingswaarde (Zuschlagswert) die het in een aanbesteding nodig heeft. Dit verband tussen marktprijsrisico, kapitaalkosten en aanbestedingsresultaat wordt in debatten over CfD's vaak onderschat. De EU motiveert haar eisen onder meer met het argument dat tweezijdige CfD's de opbrengsten van gesteunde installaties minder afhankelijk maken van de schommelende prijzen voor fossiel opgewekte stroom. Die fossiele stroom bepaalt vaak de day-aheadprijs.

Voor consumenten betekent dit niet automatisch een lagere eindklantenprijs. De eindklantenprijs omvat naast de inkoopkosten ook nettarieven, belastingen, heffingen en verkoopkosten. Bovendien hangt de ontlasting ervan af hoe terugbetalingen worden gebruikt. Voor nieuwe tweezijdige CfD's op grond van artikel 19d van de Europese Elektriciteitsmarktverordening is deze ruimte beperkt. De inkomsten of hun financiële tegenwaarde moeten aan eindafnemers worden doorgegeven. Ze mogen ook de kosten van de steunregelingen financieren of investeringen die de stroomkosten van eindafnemers verlagen. Bij de verdeling moet voor de afnemers de prikkel behouden blijven om hun verbruik bij hoge prijzen te verlagen of naar goedkopere tijden te verschuiven. Een vrije besteding in de algemene staatsbegroting is in deze bepaling niet voorzien.

Referentieprijs, hoeveelheidsbasis en exploitatieprikkels

De concrete vormgeving bepaalt welke prikkels in de exploitatie behouden blijven. Wordt elk geproduceerd megawattuur aangevuld tot een vaste prijs, dan kan een installatie ook opbrengsten genereren wanneer haar stroom nauwelijks systeemwaarde heeft. Dat geldt bijvoorbeeld bij zeer lage of negatieve elektriciteitsprijzen. Bij hoge aandelen hernieuwbare energie wordt deze kwestie belangrijker. Veel zonne- of windinstallaties produceren op dezelfde tijdstippen veel stroom, en de marktwaarde van die invoeding daalt dan. Men spreekt van het kannibalisatie-effect.

Een CfD kan zo worden ontworpen dat exploitanten blijven reageren op marktprijzen. Belangrijke instelschroeven zijn:

Referentieperiode: Uurlijkse referentieprijzen dekken de exploitant zeer nauw af. Maand- of jaargemiddelden laten hem meer marktrisico, maar ook meer prikkel om beter dan het gemiddelde te vermarkten.
Behandeling van negatieve prijzen: De betalingen kunnen worden opgeschort wanneer de prijzen negatief zijn, zodat installaties in die uren niet blijven invoeden.
Hoeveelheidsbasis: De afrekening kan betrekking hebben op de feitelijke invoeding (pay-as-produced), op de potentieel mogelijke productie of op gestandaardiseerde profielen en referentie-installaties. Dergelijke zogeheten financial of benchmark CfD's koppelen de betaling sterker los van de feitelijke productie.
Vorm van de afdekking: Naast één enkele uitoefenprijs bestaan er bandbreedtemodellen met een onder- en bovengrens, zuivere minimumprijzen of capaciteitsgebaseerde CfD's.

Elke variant verschuift risico's en prikkels. Een pay-as-produced-CfD beschermt sterk tegen prijsrisico's, maar kan de prikkels voor een marktconforme invoeding verzwakken. Van de productie losgekoppelde modellen behouden marktreacties beter, maar vergen een bewerkelijkere meting, modellering en afrekening. Het EU-recht noemt uitdrukkelijk verschillende vormen die als tweezijdige CfD of gelijkwaardige systemen kunnen gelden: op invoeding gebaseerde contracten met een of meer uitoefenprijzen, minimumprijzen en op capaciteit of referentiewaarden gebaseerde verschilcontracten.

Daarmee raakt de CfD aan de verhouding tussen steun en flexibiliteit. Een elektriciteitssysteem met veel weersafhankelijke productie heeft producenten, verbruikers, opslag en netten nodig die reageren op schaarste en overschotten. Neutraliseren steunregels de prijssignalen volledig, dan worden exploitatiebeslissingen daarvan losgekoppeld. Beperken ze prijsrisico's helemaal niet, dan kunnen investeringen in kapitaalintensieve installaties uitblijven of duurder worden. De vormgeving van een CfD ligt tussen deze twee polen. Artikel 19d vereist daarom uitdrukkelijk tweeërlei: exploitatie, inzetplanning, onderhoud en biedgedrag mogen niet worden verstoord. En de installaties moeten efficiënt blijven deelnemen aan de markten.

Rechtskader in de EU: verplichting tot tweezijdige CfD's vanaf juli 2027

Met de hervorming van de EU-elektriciteitsmarktordening is artikel 19d ingevoegd in de Elektriciteitsmarktverordening (EU) 2019/943. De basis is Verordening (EU) 2024/1747 van 13 juni 2024. Het artikel regelt rechtstreekse prijssteunregelingen voor investeringen in nieuwe productie-installaties. Dergelijke regelingen moeten de vorm hebben van tweezijdige verschilcontracten of gelijkwaardige regelingen met hetzelfde effect. De verplichting geldt voor contracten die op of na 17 juli 2027 worden gesloten. Voor offshore-installaties in hybride projecten met aansluiting op twee of meer biedzones geldt 17 juli 2029.

Onder de regeling vallen nieuwe installaties voor stroomopwekking uit windenergie, zonne-energie, geothermie, waterkracht zonder opslag en kernenergie. De deelname van marktpartijen blijft vrijwillig. Wie geen rechtstreekse prijssteun wil, kan zich bijvoorbeeld via PPA's financieren. Ook ontwerpbeginselen zijn voorgeschreven:

Minimumvergoeding en bovengrens moeten worden afgestemd op de investeringskosten en de marktopbrengsten, om overcompensatie te vermijden.
De vergoeding moet in beginsel worden vastgesteld in open, transparante en niet-discriminerende concurrerende procedures.
De contracten moeten sancties bevatten voor eenzijdige vroegtijdige beëindiging.
Kleine installaties en demonstratieprojecten kunnen door de lidstaten worden uitgezonderd.

Niet onder de regeling vallen steunmaatregelen zonder rechtstreeks verband met de stroomproductie, bijvoorbeeld voor opslag. Evenmin vallen eronder investeringssteun zonder rechtstreekse prijssteun, zoals vooraf betaalde subsidies of fiscale maatregelen. Bestaande steuncontracten die vóór de peildatum zijn gesloten, blijven buiten de verplichting. Voor repowering, aanzienlijke capaciteitsuitbreidingen of verlengingen van de looptijd mogen de lidstaten vrijwillig tweezijdige CfD's toepassen. De naleving van de beginselen wordt door de Europese Commissie getoetst in de staatssteunprocedure.

Omzetting in Duitsland: stand november 2026

In Duitsland geldt tot nader order de EEG 2023 met de eenzijdige glijdende marktpremie. De federale regering heeft met de EEG-wijziging 2027 een wetsontwerp voorgelegd (Bundestagsdrucksache 21/7867). Daarna zouden voor nieuwe gesteunde installaties vanaf 100 kilowatt voortaan verschilcontracten gelden. Het ontwerp van het Bundeswirtschaftsministerium motiveert dit uitdrukkelijk met het Unierecht. Kern van het ontwerp is het afromen van meeropbrengsten in periodes met hoge prijzen. De marktpremie blijft als afdekking naar beneden bestaan. Ligt de marktwaarde boven de aan te leggen waarde, dan betaalt de exploitant volgens het ontwerp het verschil terug als herfinancieringsbijdrage. De middelen moeten naar de EEG-rekening vloeien. De steunkosten van de EEG worden sinds 2023 uit de federale begroting gefinancierd. Voor de tussen 2027 en 2032 nieuw gesteunde installaties rekent het ontwerp met uitgaven van ongeveer 12,8 miljard euro.

Medio november 2026 was de wijziging nog niet aangenomen. De definitieve behandeling door Bundestag en Bundesrat liep vertraging op. Een afronding wordt op zijn vroegst verwacht met de zitting van de Bundesrat op 18 december 2026. Daarna moet nog de staatssteungoedkeuring door de Europese Commissie volgen. Achtergrond van de tijdsdruk: de staatssteungoedkeuring van de EEG 2023 loopt eind 2026 af. Details zoals referentieperiode, drempelwaarden, uitstapopties en artikelnummers kunnen in de parlementaire procedure nog veranderen. Bindend is pas de afgekondigde wettekst.

Andere landen gebruiken CfD's al jaren. Het bekendste voorbeeld is het Verenigd Koninkrijk. Daar wijst de staat sinds het midden van de jaren 2010 tweezijdige CfD's voor hernieuwbare energie en kernenergie toe in veilingen. De tegenpartij is een staatsbedrijf.

Typische misverstanden

Een wijdverbreid misverstand luidt dat CfD's automatisch een subsidie zijn. Bij eenzijdige verschilbetalingen is dat vaak het geval, omdat alleen betalingen aan exploitanten plaatsvinden. Bij tweezijdige CfD's ontstaan echter ook terugbetalingen zodra de referentieprijs boven de overeengekomen prijs ligt. Of een CfD de overheid belast of ontlast, hangt af van marktprijzen, contractwaarden, looptijden, terugbetalingsregels en het gebruik van de middelen. Hij is een instrument voor risicodeling dat een steunkarakter kan hebben. Tot een eenvoudige subsidielogica laat hij zich niet herleiden.

Even onnauwkeurig is de bewering dat CfD's de elektriciteitsmarkt zouden vervangen. De groothandelsmarkt blijft verantwoordelijk voor inzetplanning, balancering en prijsvorming, zolang installaties hun hoeveelheden daar vermarkten. De CfD verandert de opbrengstenafrekening na de marktverkoop. Wordt echter een groot deel van de productie langdurig via CfD's afgedekt, dan wegen kortetermijnprijzen minder zwaar voor investeringsbeslissingen. De marktprijs toont dan nog steeds schaarste en inzetvolgorde aan, maar draagt minder investeringsrisico. Deze verschuiving kan gewild zijn, maar moet institutioneel zuiver worden ingekaderd.

Een ander misverstand betreft de leveringszekerheid. Een CfD voor wind- of zonne-installaties creëert extra productie, maar niet automatisch gegarandeerd vermogen in uren met hoge vraag en weinig wind of zon. Voor de leveringszekerheid tellen beschikbaarheid, stuurbaarheid, netaansluiting, opslag, flexibele vraag en reserveconcepten. CfD's kunnen investeringen in bepaalde capaciteit uitlokken. Een analyse van de residuele belasting vervangen ze niet. Een elektriciteitssysteem kan veel gesteunde jaarproductie hebben en toch extra instrumenten nodig hebben voor gegarandeerd vermogen of flexibele vraag.

Ook de verdeling van de risico's wordt vaak onvolledig beschreven. Sluit de staat of een publieke instantie een CfD af, dan verdwijnen de prijsrisico's niet. Ze verschuiven van private investeerders naar de tegenpartij en worden daar gedragen via begrotingsmiddelen, heffingen of terugbetalingsmechanismen. Dat kan zinvol zijn, omdat de staat bepaalde risico's goedkoper kan dragen of omdat de investeringen politiek gewenst zijn. Voor een deugdelijke beoordeling moet echter zichtbaar blijven wie bij welk prijsverloop betaalt en wie profiteert.

Plaatsbepaling in markt- en steunbeleid

CfD's zijn vooral relevant waar een elektriciteitssysteem tegelijk investeringen wil versnellen, kapitaalkosten wil verlagen en consumenten wil beschermen tegen extreme verschuivingen in opbrengsten. Ze passen goed bij een aanbesteding: de staat hoeft geen vaste prijs administratief vast te stellen, maar projecten concurreren om de toewijzingswaarde. De aanbesteding beslist dan welke installaties een contract krijgen en tegen welke prijs. Daarbij rijzen vragen over technologiedifferentiatie, locatiekwaliteit, netverenigbaarheid, realisatiezekerheid en contractduur.

De institutionele kant is daarbij niet bijzaak. Een CfD vereist een tegenpartij en een afrekeningsinstantie. Hij vereist duidelijke regels voor referentieprijzen, hoeveelheden, looptijden, sancties en terugbetalingen, alsook voor de omgang met uitval of vertragingen. Bovendien moet duidelijk zijn hoe de betalingen worden gefinancierd en geboekt en waar de terugvloeiingen naartoe gaan. Van deze details hangt af of een CfD investeringszekerheid schept of nieuwe onzekerheid veroorzaakt.

CfD beschrijft daarom geen afzonderlijk steunmodel met een vast resultaat, maar een contractvorm voor het afdekken van marktopbrengsten. Zijn werking hangt af van de precieze vormgeving. Een CfD kan investeringen vergemakkelijken, financieringskosten verlagen en bij hoge marktprijzen terugbetalingen opleveren. Hij kan echter ook prijssignalen verzwakken, risico's naar publieke begrotingen verschuiven of verkeerde exploitatieprikkels geven. Nauwkeurig gebruikt staat CfD niet voor goedkope stroom, maar voor een regel die prijsrisico's verdeelt tussen producenten en een publieke of contractuele tegenpartij.

Bronnen

Verordnung (EU) 2024/1747 zur Änderung der Verordnungen (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 in Bezug auf die Verbesserung des Elektrizitätsmarktdesigns in der Union (konsolidierte Textwiedergabe) — umwelt-online (Wiedergabe des Amtsblatttextes ABl. L 2024/1747 vom 26.06.2024); 2024-06-13. Art. 2 Nr. 2 (neue Nr. 76 und 77 in VO 2019/943), Art. 2 Nr. 9 (Art. 19d VO 2019/943), Erwägungsgründe 35–45
Verordnung (EU) 2024/1747 des Europäischen Parlaments und des Rates — Amt für Veröffentlichungen der EU (EUR-Lex); 2024-06-13. Art. 19d Abs. 1 (eingefügt in VO (EU) 2019/943)
Bundesregierung legt EEG-Novelle vor (hib-Kurzmeldung zu Drucksache 21/7867) — Deutscher Bundestag, heute im bundestag; unbekannt (Herbst 2026). Kurzmeldung zur EEG-Novelle 2027
Referentenentwurf: Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor — Bundesministerium für Wirtschaft und Energie; 2026-07-18. Problem und Ziel / Lösung (Vorblatt)
EEG 2027 und Netzpaket: Die Zitterpartie geht weiter — energiezukunft (Naturstrom AG); 2026-11-12. Artikeltext, Absätze zu Zeitplan und Beihilfegenehmigung

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 17:13